11-20билеты 6

20.

1.Балансирные ск-Особенностью балансирных станков-качалок является то, что задняя часть балансира изогнута по форме и имеет больше постов на изогнутой ?части для регулирования необходимого баланса.

Момент баланса балансира регулируется подъемом и опусканием головки. Эффект баланса путем изгиба вниз в сторону определенного угла ?задней части балансира изменяет кривую баланса кривошипа, и кривая сложного вращающего момента соответствует кривой нагрузки ?вращающего момента, достигая плавного и более низкого пика эффективного вращающего момента, уменьшая номинальный вращающий момент редуктора и электродвигателя, улучшая напряженное состояние частей конструкции и сокращая потребление электроэнергии на более чем 30%.

Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.

Балансирный привод1 - рама; 2 - стойка; 3 - балансир; 4 - головка балансира; 5 - подвеска устьевого штока; 6 - траверса; 7 - шатун; 8 - кривошип; 9 - уравновешивающее устройство с использованием грузов или пневматического аккумулятора; 10 - редуктор; 11 - приводной двигатель (электрический двигатель или двигатель внутреннего сгорания); 12 - защитное ограждение; 13 - верхняя площадка; 14 - смотровая площадка.

2.Абсорбцией называется процесс поглощения газа или пара жидким поглоти-

телем (абсорбентом). Обратный процесс — выделение поглощенного газа из поглотителя — называется десорбцией.

В промышленности абсорбция с последующей десорбцией широко применяется для выделения из газовых смесей ценных компонентов (например, для извлечения из коксового газа аммиака, бензола и др.), для очистки технологических и горючих газов от вредных примесей (например, при очистке их от сероводорода), для санитарной очистки газов 3. Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку

фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой.

4. Освобождение пострадавшего от действия тока можно осуществить несколькими способами. Однако наиболее простой способ, который надо использовать в первую очередь, - это быстрое отключение той части электроустановки, которой касается человек. Перерубывать или перекусывать провода необходимо пофазно, т. е. каждый провод в отдельности. Иначе замыкание и ппц котенку))

При отделении пострадавшего от токоведущих частей рекомендуется действовать одной рукой (рис .7), держа вторую в кармане или за спиной. Можно также изолировать себя от земли или токопроводящего пола, надев резиновые галоши либо встав на сухую доску или другую, не проводящую электрический ток, подстилку.

Пользуясь сухой деревянной палкой, доской и другими, не проводящими электрический ток, предметами, можно отбросить провод, которого касается пострадавший При помощи искусственного дыхания способом "изо рта в рот" или "изо рта в нос" и

непрямого массажа сердца. Если пострадавший дышит очень редко и судорожно, но у него прощупывается пульс, то необходимо сразу же начать делать искусственное дыхание. Не обязательно, чтобы при проведении искусственного дыхания пострадавшийнаходился в горизонтальном положении.

Приступив к оживлению, следует позаботиться о том, чтобы другой человек вызвал врача или скорую медицинскую помощь.

5. До начала ремонтных работ и размещения оборудования бригады КРС территория куста и скважина, подлежащая ремонту, должны быть приняты мастером КРС по акту от мастера ЦДНГ(ведущего инженера, начальника цеха), эксплуатирующего скважину. При наличии замазученности на территории куста и пропусках нефти и газа на соседних скважинах скважина в ремонт не принимается.

-Процесс подготовки кустовой площадки должен завершаться заполнением мастером бригады КРС пускового паспорта, который подписывает комиссия. Комиссию возглавляет начальник ЦКРС или лицо, уполномоченное на это приказом по НГДУ. В работе комиссии участвуют представитель ЦДНГ (мастер, заместитель начальника, начальник ЦДНГ), мастер бригады КРС, инженер по технике безопасности, представитель УТТ {механик или начальник автоколонны).

-При работе бригад КРС на кустах скважин, оборудованных УЭЦН, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования бригад, должны быть обесточены, при необходимости сняты с эстакад и закрыты кожухами, обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала. После монтажа оборудования бригад скважины пускаются в работу.

-Соседние с ремонтируемой скважиной эксплуатирующиеся ШГН могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, предусмотренными планом работ, определенными руководством ЦДНГ и отраженными записью в акте приема скважины в ремонт.

-При ремонте глубиннонасосных скважин на кусту с расстоянием между центрами устьев 1,5м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

-Разрешается одновременная работа двух бригад на одном кусте при условии:

-расположения бригад (подъемных агрегатов) не ближе 9 метров друг от друга (при расстоянии между осями скважин 3 метра агрегаты располагаются через 2 скважины, при расстоянии 5 метров – через 1 скважину между ними);

-в случае одновременной работы двух вахт одной бригады – назначение оператора старшим по смене фиксируется мастером КРС записью в вахтовом журнале.

17

1.Погружные центробежные электронасосы предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонно-направленных, жидкость, воду, нефть, механические и химические примеси, и наиболее целесообразно при эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом.

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насоснокомпрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Рас положение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления

2.Для переработки ловушечных нефтей сооружена специальная опытно-

промышленная установка, обеспечивающая разрушение и разделение стойких (ловушечных) водонефтяных эмульсий с получением товарного нефтепродукта. Производительность установки по нефтепродукту составляет 5000 т в год.

Метод обработки основан на гидродинамической промывке нефтесодержащего сырья в потоке промывной воды, содержащей соответствующий реагент, с последующей сепарацией полученной системы и разделением выделившихся продуктов при отстаивании.

3.Основные свойства горных пород можно подразделить на следующие две группы: Физические свойства — плотность, пористость, влагоемкость, теплопроводность,

проводимость звука, электрического тока и др.

Механические свойства — прочность, упругость, пластичность, крепость, твердость, контактная прочность, абразивность.

Прочность — одно из основных механических свойств горных пород, она характеризует их способность в определенных условиях воспринимать те или иные силовые воздействия, не разрушаясь.

Упругость — свойство горной породы восстанавливать свои первоначальные форму и объем по прекращению действия внешних сил.

Пластичность в противоположность упругости — свойство породы сохранять остаточную деформацию после прекращения действия внешних сил Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость

характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления

4. Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации .

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газлифт

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.

Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.

При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить: ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале; контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации,

молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

5. До вывода агрегата в ремонт должна быть подготовлена ремонтная документация, укомплектован инструмент, приспособления, подготовлены рабочие места, проверено состояние подъемно-транспортных средств, выполнены мероприятия по технике безопасности. Перед началом работ необходимо проверить состояние площадок для укладки деталей и узлов агрегата. Подготовленность рабочих мест и размещение оборудования должны обеспечивать удобство осмотра и ремонта.

Отключение ГПА от технологических коммуникаций и обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа в трубопроводы обвязки нагнетателя. Отключение ГПА от электропитающих систем посредством выкатывания ячейки вводных автоматов с установкой плакатов "Не включать, работают люди!"

Опорожнение всех масляных систем ГПА, в том числе и маслобаков. На подводящих маслопроводах устанавливаются силовые заглушки.

Отключение ГПА от трубопроводов топливного и пускового газа и обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа к узлам агрегата Оформление всей необходимой документации по выводу ГПА в ремонт с оповещением об этом всего персонала КС.

Газогенератор(ср и кр) Вскрытие, разборка, очистка и промывка узлов и деталей, Выявление дефектов в узлах и деталях, Ремонт воздушных и газовых уплотнений, Ремонт обойм НагнетательРазборка, очистка и промывка деталей, Балансировка ротора,

Дефектоскопия колеса, торцевого и газовых уплотнений, Вспомогательное оборудРемонт и опрессовка регенераторов, Ремонт маслоохладителей, Ревизия воздухозаборной камеры

18

1.в 17 билете

2. На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору. Может производиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные скважины

Вторая ступень сепарации осуществляется в процессе подготовки нефти. Технологические процессы подготовки нефти проводятся на Центральном пункте подготовки нефти и включает в себя следующие процессы:

-сепарация (II ступень) и разделение фаз;

-обезвоживание продукции;

-обессоливзние;

-стабилизация нефти.

Подготовка нефти ведется в два этапа:

I – на установках предварительного сброса воды

И– на установках подготовки нефти (УПН-1, 2)

3.При бурении скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые в качестве породоразрушающего инструмента применяют шарошечные, лопастные, ИСМ, алмазные и фрезерные буровые долота.

Шарошечные долота- Шарошечные долота, несмотря на сложность их конструкции и технологии изготовления, - основной породоразрушающий инструмент при бурении скважин.

Лопастные долота- Эти долота отличаются простотой конструктивного исполнения и технологии изготовления. Разрушая породы по принципу резания и истирания, в мягких, рыхлых и несцементированных породах они оказываются наиболее эффективными: обеспечивают проходку за рейс в несколько сотен, а иногда и более тысячи метров Долота ИСМ- Долота ИСМ отличаются от фрезерных и алмазных долот тем, что их рабочие элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Вставки из славутича прикрепляются к стальному корпусу долота своей цилиндрической посадочной частью методом пайки Алмазные долотаЭти долота изготовляют с режущими элементами из природных или

синтетических алмазов различной величины.

По форме и направлению пазов, промывочных канавок, рабочих органов и всей рабочей части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальную, ступенчатую и спиральную.

4.5.1. На время ведения прострелочных работ (перфорации эксплуатационных колонн, ремонтных работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10м. Прострелочные работы должны проводиться с соблюдением требований безопасности.

5.2.Освоение скважин на кусте независимо от способа их последующей эксплуатации должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.

5.3.Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.

5.4.При освоении скважин с использованием инертных газов с помощью передвижного компрессора, последний должен устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

5.5.Устья скважин на кусте должны быть оборудованы (в зависимости от способа эксплуатации) однотипной арматурой, а их колонные фланцы должны быть расположены на одном уровне от поверхности кустовой площадки.

5.6.Необходимость и порядок установки на высокодебитных скважинах, а также на скважинах с высоким газовым фактором клапанов-отсекателей и дистанционно управляемых устьевых задвижек определяются проектом исходя из условия обеспечения безопасности работ.

5.7.С вводом в эксплуатацию первой скважины на кусте должен быть установлен порядок контроля загазованности воздушной среды всей территории кустовой площадки. Разработка графика, определение места отбора проб и порядок контроля осуществляются представителем пользователя недр (заказчиком). Реализация этого контроля возлагается на ответственного руководителя работ на кустовой площадке.

5.8.После завершения работ по бурению и освоению скважин кустовая площадка должна быть освобождена от бурового оборудования, не использованных при строительстве материалов, инструментов, отходов бурения и т.п

5.Ремонтная документация

Техническая ремонтная документация должна соответствовать Государственному стандарту. Комплект документов для ремонта необходим для технически правильного восстановления ГПА и обеспечения его дальнейшей эксплуатации в течение определенного межремонтного периода.

Ремонтную документацию заполняют в двух экземплярах. Один экземпляр передают начальнику КС, другой оставляют в ремонтной организации. Ответственность за правильное и своевременное оформление формуляра возлагается на начальника КС. Внесение изменений в положение о ППР осуществляется по мере совершенствования технологии изготовления и ремонта, повышения уровня эксплуатации оборудования, сроков службы узлов и деталей. Пересматривают и уточняют структуру, длительность ремонтного цикла, нормы простоя в ремонте один раз в пять лет.

Вывод газоперекачивающего агрегата в ремонт

Ремонт ГПА - это технически сложный и трудоемкий процесс, выполняемый с использованием грузоподъемных механизмов, пневмо- и электроинструмента, газо- и электросварки, специальных приспособлений и механизмов.

То, что процесс ремонта производится в действующем цехе, где работают другие ГПА, а трубопроводы находятся под давлением газа, масла, воды и воздуха, предъявляет повышенные требования к организационно-техническим мероприятиям по подготовке агрегата к ремонту с целью создать безопасные условия труда для ремонтного персонала.

16

1.У объемных насосов движение рабочего органа может быть возвратно-поступательным или вращательным, поэтому их разделяют на две группы: к первой группе относятся поршневые, плунжерные и диафрагменные насосы; ко второй — шестеренные, винтовые.. Поршневой насос одностороннего действия состоит из корпуса, внутри которого расположены рабочая камера с всасывающим и напорным клапанами и цилиндр с поршнем, совершающим возвратно-поступательное движение. К корпусу присоединены всасывающий н напорный трубопроводы. Вращательное движение вала приводного двигателя преобразуется в возвратно-поступательное движение поршня с помощью кривошипно-шатунного механизма.

При ходе поршня вправо в цилиндр засасывается объем жидкости V = FS (где F — площадь поршня; 5 — ход поршня). При ходе поршня влеро этот же объем вытесняется в напорный трубопровод. Таким образом, насос одностороннего действия за один оборот кривошипа совершает один цикл всасывания и один цикл нагнетания (рабочий).

2.ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ , подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), к-рая,

диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. мех. примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значит. степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси.

Наличие в нефти указанных в-в и мех. примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды.

3.Бурильная колонна - связующее звено между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Бурильная колонна предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической к долоту), обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой грузки на долото, восприятия реактивного момента долот забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, - ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы.

Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам. Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и для подачи бурового раствора к забою скважины.

4.Разгерметизация может привести к возникновению в рабочей зоне ряда опасных и вредных факторов (токсичных паров и газов, ионизирующих излучений, если рабочее тело радиоактивно, тепловых излучений при высоко- и низкотемпературных рабочих телах), а также, перемещению разгерметизировавшихся емкостей в пространстве, резкому повышению давления, обрушению строительных конструкций и оборудования при взрыве.

Для выявления технологических факторов разгерметизации . сосуды и аппараты, работающие под давлением, перед пуском в эксплуатацию, а также периодически подвергают освидетельствованию и испытаниям. При этом осуществляют внутренний

•осмотр всех сосудов (зарегистрированных и незарегистрированных в органах надзора) — не реже чем через 2 года, за исключением сосудов, работающих со средой, вызывающей коррозию металла, которые должны подвергаться внутреннему осмотру через' 12 месяцев; гидравлическое испытание с предварительным внутренним осмотром — не реже 1 раза в 8 лет. При гидравлических испытаниях емкость заполняется водой с температурой не ниже

5°С и не выше 40 "С. Затем давление воды повышают в зависимости от сосуда или системы.

5.Во время работы ГПА эксплуатационный персонал компрессорного цеха обязан: поддерживать требуемый режим работы ГПА, обеспечивая его наиболее экономичную загрузку; следить за показаниями приборов, любое отклонение в показаниях приборов должно быть немедленно выяснено для принятия соответствующих мер; поддерживать температурой масла на выходе из маслоохладителей в пределах 35-50 °C: следить за чистотой фильтров в маслосистеме в маслобаке; осуществлять контроль за работой системы уплотнения по уровню масла в поплавковой камере, перепаду давления «маслогаз» расходу масла и загазованности маслосистемы; следить по перепаду давления на воздушных фильтрах воздухозаборной камеры за их чистотой, в случае загрязнения или обледенения (перепад давления выше 980 Па) фильтры и воздухозаборная камера подлежат очистке на остановленном агрегате; вести необходимые записи в эксплуатационных документах и ведомостях; строго выполнять требования должностных и эксплуатационных инструкций.

Для защиты применяют специальные светофильтры, не пропускающие ЭМИ ультрафиолетового диапазона.

Светофильтрами снабжаются смотровые окна установок, внутри которых возникает излучение ультрафиолетового диапазона (установки газо и электросварки и резки, плазменные обработки материала; печи, использующие в качестве нагревательных элементов мощные лампы; устройства накачки лазеров). Применяются также противосолнечные экраны и навесы.

5. Пуск ГПА может производиться из следующих состояний:

-"горячий резерв";

-"резерв";

-после выполнения ремонта ГПА;

-первый пуск после монтажа.

При нахождении агрегата в состоянии "горячий резерв" на нем не требуется выполнять каких-либо подготовительных работ; на агрегате необходимо только поддерживать предпусковые условия, которые обеспечат его немедленный запуск от кнопки "Пуск". На агрегате, находящимся в "резерве", пуск можно обеспечить через 1,5-2 ч, в зависимости от типа ГПА после получения указания диспетчера. Это время необходимо для подогрева масла, проверки состояния элементов управления запорной арматуры, подачи напряжения и т.п.

Наибольший объем подготовительных работ на ГПА выполняется перед первым пуском после монтажа, т.е. в процессе пусконаладочных работ.

Рассмотрим объем работ, выполняемых на ГПА после проведения на нем среднего, капитального ремонта или регламента, как наиболее характерного для текущей эксплуатации.

При подготовке ГПА к пуску необходимо:

провести внешний осмотр оборудования

выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и воздуховодов)

выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства

убедиться, что температура масла в маслобаке выше 25 °С, при необходимости обеспечить его подогрев

проверить наличие и оформление всей ремонтной документации;

- убедиться в наличии необходимого давления топливного и пускового газа, в открытии вентилей на подачу импульсного газа к запорной арматуре;

- подать оперативное напряжение на системы управления и силовое напряжение на остальные системы и устройства агрегата.

Нормальная остановка

Нормальная остановка происходит по команде оператора при нажатии кнопки “НОРМАЛЬНАЯ ОСТАНОВКА” на пульте управления. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло НО.

Открывается станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.6). Нагнетатель разгружается на “кольцо”.

Для снижения температуры продуктов сгорания после ТНД со скоростью не более 25 °С в минуту включается программное воздействие на электродвигатель регулятора скорости с целью постепенного закрытия регулирующего клапана. После снижения частоты вращения ротора ТНД до частоты вращения 3300 мин-1 происходит перестановка кранов нагнетателя:

-открываются краны 3бис и 3 (на мнемосхеме загораются красные лампы кр.3бис и кр.3);

-закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр.1 и кр.2);

-открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя через свечу сбрасывается в атмосферу.

При снижении давления масла за главным маслонасосом смазки до 0,45 МПа включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

Снижение давления воздуха в проточной линии при движении регулятора скорости “НИЖЕ” приводит к закрытию регулирующего клапана (РК). На мнемосхеме загорается зеленая лампа РК. Гаснут основные горелки камеры сгорания.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СК). Гаснет факел дежурной горелки в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Открываются выпускные клапаны ВВК1, ВВК2 и сбрасывается воздух за компрессором. Выбегают по инерции роторы ТВД и ТНД. Закрывается кран 12, и открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются зеленая лампа кр.12 и красная лампа кр.9), газ из топливного коллектора агрегата сбрасывается в атмосферу через свечу. Происходит отключение защит: по давлению воздуха предельной защиты, по давлению топливного газа и по погасанию факела.

После закрытия регулирующего клапана электродвигатель регулятора скорости останавливается. После закрытия стопорного клапана он вновь включается на непрерывное вращение, возвращая регулятор скорости в исходное положение “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования. При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается защита по перепаду “масло-газ” с последующей остановкой маслонасоса уплотнения (на мнемосхеме загорается зеленая лампа МНУ1 или МНУ2; на УПИ загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К РАБОТЕ).

Пусковой маслонасос остановится (на мнемосхеме загорится зеленая лампа ПМН) при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 (ротор ТВД остановился) и снижении температуры за ТНД до величины менее 100 °С. Отключится защита по давлению масла смазки. Выключится вентилятор отсоса (на пульте управления загорается индикатор ВЕНТИЛЯТОР ОТСОСА ОТКЛ.). Агрегат остановлен, на УПИ гаснет табло НО.

Если регулирующий клапан не закроется своевременно, то через 30 мин после подачи команды на остановку агрегата закроется кран 12, откроется кран 9, сработают электромагнитные вентили ЭМВ1, ЭМВ2, и агрегат остановится аварийно.

Аварийная остановка

Аварийная остановка (АО) происходит при срабатывании одной из защит агрегата или по команде оператора в случаях:

воспламенения масла;

появления дыма из подшипников;

прорыва газа в машзал;

при появлении постороннего шума в агрегате;

большого расхода масла;

при угрозе безопасности обслуживающему персоналу и оборудованию.

Оператор нажимает красную кнопку на пульте управления или по месту на агрегате. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло АО.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СТОПОРНОГО КЛАПАНА (СК)), гаснет факел в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Сброс воздуха предельного регулирования приводит к открытию сброса воздуха из проточной линии. Давление в ней падает, закрывается регулирующий клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа РК) и открываются выпускные клапаны (ВВК1 и ВВК2), сбрасывая воздух за компрессором. Роторы ТВД и ТНД по инерции выбегают.

При снижении давления масла за главным насосом смазки до 4,5 кгс/см2 включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

После закрытия стопорного клапана включается электродвигатель регулятора скорости на непрерывное вращение и возвращает регулятор скорости из текущего положения в исходное состояние “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования. Газотурбинная установка останавливается.